Состояние и перспективы повышения точности измерений и учета нефти

1. Состояние и перспективы повышения точности измерений и учета нефти ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» г. Казань Немиров М.С.

2. Таблица 1: Основные учетные операции Расчет объема нефти в баррелях Vbbl по ГОСТ Р 8.599-2003: (1) где М – масса нефти в тоннах; ρ60 – плотность нефти при 60°С.

3. Таблица 2: Пределы относительных погрешностей определения объема нетто нефти в баррелях и требуемых значений по международным документам MP OIMLR117 и директивы 2004/22ЕС Европейского парламента и совета • Основные принципиальные отличия методов измерений количества нефти, применяемых за рубежом и в России: • Измерения количества нефти в единицах объёма; • Калибровка СИ с введением поправочных множителей MFи коэффициента для вычисления осадка и механических примесей (балласта); • Отдельно масса хлористых солей и механических примесей не определяется; • Работы ведутся без применения поверочных схем и специальных нормативных документов, а обосновываются ссылками на отдельные разделы ASTM и API.

4. По налоговому кодексу России налог на тонну нефти Н определяется по формуле (2) где Т – налоговая ставка; КД– коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть; Кв– коэффициент, характеризующий степень выработки конкретного участка недр. По ГОСТ Р 51858-2002 плотность экспортируемой нефти при 15 °С может быть от 833,7 кг/м3 до 898,4 кг/м3. При пересчете нефти из тонн в баррели с учетом плотности численное значение может изменяться до 7,7 %. Поэтому коэффициент КД не в полной мере характеризует динамику мировых цен.

5. Таблица 5: Сравнение пределов погрешности влагомеров с погрешностью лабораторных методов по ГОСТ 2477

6. Рисунок 1: Принципы измерения влагосодержания нефти

7. Таблица 6: Факторы, влияющие на погрешность отбора проб нефти

8. Таблица 7: Результаты экспериментального определения погрешности отбора проб нефти за счет дискретности отбора точечных проб

9. Заключение 1) Установленные налоговым кодексом России налог с тонны нефти и таможенный платёж также с тонны нефти с точки зрения метрологии не обоснованы. По нашему мнению налоги и таможенные платежи необходимо брать с количества нетто нефти выраженной в американских баррелях. 2) В налоговом кодексе России имеются противоречия метрологического характера. Для определения балласта установлено применять лабораторные методы с одной стороны, а с другой стороны при определении массы нетто нефти устанавливается применять средства измерений. Это вносит неоднозначное понимание и вызывает проблемы при согласовании методик учёта массы нетто нефти. Для ликвидации создавшегося положения вносим следующие пожелания: Росстандарту России организовать и провести совещание специалистов-метрологов, производителей СИ, в том числе влагомеров с одной стороны, и с другой стороны пригласить экономистов, технологов нефтяных и транспортных компаний для обсуждения возникающих вопросов и выработки предложений для внесения изменений в основополагающие документы (налоговый кодекс и др.)

10. Заключение • 3) Анализ показал, что относительные погрешности измерения массы нетто нефти с применением отечественных методов и СИ превышает допускаемые погрешности, установленные международными документами. • - С целью повышения точности измерения массы нетто нефти необходимо внедрять автоматизированные адаптивные системы измерений количества нефти, которые включают самоконтроль и коррекцию результатов измерений в автоматическом режиме. Применение таких систем позволит значительно повысить точность измерений и сократить затраты на метрологическое обслуживание. • 4) В методиках учёта нефти корректируются результаты измерений производимых ИУ по результатам измерений СИКН и СИКНС, метрологически необоснованно. В исполнительных балансах предприятий не учитываются результаты измерений ИУ, что практически выводит ИУ из сферы государственного регулирования обеспечения единства измерений при учётных операциях. • Предлагается: • - Корректировку результатов измерений ИУ проводить по методикам измерений, утверждённым в установленном порядке. В исполнительных балансах нефтяных предприятий учитывать результаты измерений ИУ на скважинах.

11. Заключение 5) Анализ действующих и вновь введённых стандартов и рекомендаций показывает, что, как правило, они не согласованы между собой, в них применяются различные термины и определения. Необходимо организовать разработку стандарта на термины и определения в области измерения количества и качества углеводородов. 6) Вновь вводимые стандарты на методы измерений показателей качества (например плотности нефти) не аттестуются и не регистрируются в реестре методик измерений, что противоречит закону об обеспечении единства измерений. Необходимо стандарты аттестовывать и регистрировать в реестре МИ.

12. Заключение 7) Вводимая Государственная поверочная схема для средств измерений объёмного влагосодержания нефти и нефтепродуктов предусматривает в качестве рабочих эталонов установки для поверки влагомеров – как средства измерений. Передача единицы измерений от Государственных эталонов предусматривается с применением компараторов. Однако, в настоящее время промышленность в основном оснащена стендами для поверки, которые аттестуются. Компараторы до настоящего времени не применялись. Наши пожелания по этому вопросу: а) Сохранить действующую систему поверки влагомеров. б) Предлагаемую поверочную схему рассматривать как перспективную; в) Провести комплекс научно-исследовательских работ по обоснованию компараторов;

13. Заключение 8) Действующий стандарт по отбору проб ГОСТ 2517 не обеспечивает представительность отбираемых проб сырой нефти и не позволяет оценить погрешность отбора проб. - Разработанный проект нового стандарта по отбору проб сырой нефти из трубопроводов, в котором определяются технические требования к автоматическим пробоотборникам, предусматривается аттестация систем отбора проб и оценка погрешности отбора проб, что позволит получать представительные пробы сырой нефти и достоверно оценивать количество массы нетто нефти.

14. СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ! Тел/факс: (843) 295-30-47, 295-30-96, 272-47-86e-mail:gnmc@nefteavtomatika.ru